1 35kV高安站 1#，2#主变增容及 10kV配电装置改造初步设计说 明 书重庆市腾泰电力有限责任公司二 O 一五年十一月2 35kV高安站 1#，2#主变增容及 10kV配电装置改造初 步 设 计说 明 书批准：审核：校核：编制：3 第一部分设计依据和标准1） 《国家电网公司 “ 两型一化 ” 变电站设计建设导则》 2） 《高压输变电设备的绝缘配合使用原则》 （GB/T 311.2-2002） 3） 《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》（GB/T 50062-2008） 4） 《继电保护及安全自动装置技术规程》 （GB/T 14285-2006） 5） 《电力装置的电测量仪表装置设计规范》 （GB/T 50063-2008） 6） 《供配电系统设计规范》 （GB 50052-2009） 7） 《通用用电设备配电设计规范》 （GB 50055-2011） 8） 《高压开关设备和控制设备标准的共同技术要求》（GB/T 11022-1999） 9） 《电力工程电缆设计规范》 （GB/T 50217-2007） 10） 《电气简图用图形符号》 （GB/T 4728-2008） 11） 《电能质量公用电网谐波》（GB/T 14549-1993） 12） 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T 620-1997） 13） 《交流电气装置的接地》 （DL/T 621-1997） 14） 《电力变压器》（IEC 60076-2006） 15） 《高压电缆的选择指南》 （IEC 60183-1990） 16） 《高压交流断路器》（IEC 62271-2005） 17） 《高压电缆选用导则》（DL/T 401-2002） 18） 《3.6kV～40.5kV 交流金属封闭开关设备和控制设备》 （GB 3906-2006） 19） 《额定电压 1kV（Um=1.2kV)到 35kV（Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件》 （GB/T 12706-2002） 20） 《低压配电设计规范》（GB 50054-2011） 21） 《火力发电厂与变电站设计防火规范》 （GB 50229-2006） 22） 《导体和电器选择设计技术规定》 （DL/T 5222-2005） 23) 《国家电网公司输变电工程设计典型设计35kV 变电站分册》 24） 《高压配电装置设计技术规程》 （DL/T 5352-2006） 25） 《并联电容器装置设计规范》 （GB 50227-2008 ） 26） 《火电厂变电站二次接线设计规程》 （DL/T 5136-2012） 27） 《电力工程直流系统设计技术规程》 （DL/T 5044-2004） 28） 《国家电网公司输变电工程典型造价》 29） 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 30）垫江供电公司《垫江供电公司“ 十三五 ” 电网发展规划》 31）渝电发展（2015）141 号 国网重庆市电力公司关于下达农村电网改造升级工 程 2015 年新增中央预算内投资计划的通知第二部分电气一次部分1.1 变电站现状1）主变压器：现有#1 主变 SZ9-6300/35 、#2 主变 S7-5000/35,4 电压等级 35/10kV 。
2）35kV 配电装置： 线变组单元接线， 户外软母线常规设备布置3）10kV 配电装置：单母线分段接线，户内固定式开关柜单列布置已安装 #1、#2 主变 10kV 进线间隔；分段开关及分段隔离间隔； I 、II段母线及其PT间隔；站用变间隔；9 回出线间隔，均采用电缆出线主变低压侧为电缆进线无预留开关柜位置4）无功补偿： 1×324kVAR ，接在 10kVII段母线上1.2 本期工程设计内容（1）主变压器35kV 高安#1、#2号主变增容，容量2x10MVA，电压等级 35/10kV，有载调压变压器配电设备改造及站内交直流系统改造2）35kV 配电装置本次无设计内容3）10kV配电装置1）原有接线、布置方式不变；2）拆除原有开关柜共17 面新安装手车式开关柜15 面，其中主变进线柜2 面、分段及隔离柜2 面、PT及避雷器柜2 面、出线柜 6 面、电容柜1 面、站变柜2 面主变 10kV进线、 10kV出线仍采用电缆进线3） 本次工程需根据新安装开关柜尺寸改造原有开关柜基础，改造 10kV 配电室一、二次电缆沟4）本次工程技改后，10kV 最终规模 10 回出线，本期6 回5 出线3）10kV无功补偿装置拆除 10kV 电容器组 324kVar。
新安装 #2 电容器组，采用户内电容器成套装置，安装在#2 电容器室本次工程改造后，电容器本期规模为1×2000 kVar ，最终规模为2×2000 kVar 4）站内交直流系统改造以上介绍详见有关设计图纸1.3 电气主接线本站建设规模及电气主接线如下： 主变压器容量：有载调压变压器，远景2× 10MVA；本期 2× 10MVA 35kV：采用单母线分段接线，2 回出线；本期不涉及 10kV：远景采用单母线分段接线，12 回出线；本期采用单母线分段接线， 12 回出线 无功补偿：远景2× 2000kvar；本期 1× 2000kvar 详见《电气一次主接线图》1.4 短路电流计算根据电力系统规划， 2020 年系统最大运行方式下，按主变最终容量2× 10MVA， 阻抗电压 7.5%；两台主变压器35kV 侧并列运行， 10kV 侧并列运行及并列运行时计 算 根据系统专业提供的资料，经计算，各电压等级母线三相短路电流计算结果见下 表 短路电流计算结果表短路点位置三相短路电流(kA) 三相短路容量（ MVA）三相冲击电流（kA）35kV 母线（并列运行）1.959 125.5 5 10kV 母线（并列运行）3.781 68.76 9.64 根据以上计算结果，变压器允许并列运行。
本工程10kV 侧以两台主变并列运行 时的短路电流作为依据，并考虑系统5～10 年的发展，进行设备选择 根据以上分析，电气设备的短路开断电流取值如下： 10kV 电压等级： 25kA6 1.5 主要电气设备选型根据短路电流计算结果、系统负荷计算、《国家电网公司输变电工程通用设备应 用目录（2013年版） 》及 ERP 物料编码数据库， 35kV 变压器选用容量 10MVA；10kV 设备按 25kA 选择 根据重庆市电网污区分布图，本变电站处于d 级污秽区，因此本站设备污秽等级 按 d 级考虑户内、户外设备按外绝缘统一爬电比距≥4.4cm/kV考虑主要设备选型 如下： 1）主变压器 选用高压侧有载调压、低噪音、低损耗、油浸自冷铜芯变压器 其主要技术规范如下： 型号： SZ□ -10000/35 额定电压： 35± 3× 2.5%/10.5kV 容量比： 10/10MVA 接线组别： YN，d11 阻抗电压： Uk =7.5% 2）10kV 设备 （1）高压开关柜 选用小车式开关柜，选型与《通用设备》一致 开关柜内装真空断路器，额定电流1250A，额定开断电流25kA （2）电容器 选用户外框架式并联电容器成套装置，10kVI 段母线新增设 1 组 2000kvar并联电 容器，采用干式空芯串联电抗器前置布置。
（3）站用变开关柜：本站设2 台 50 kVA 的站用变压器，分别接于10kV Ⅰ、Ⅱ 段母线 （4）电流互感器 : 电流互感器选用树脂浇注绝缘电流互感器，主变进线侧、分段参数为800/5A， 5P20/5P20/0.5/0.2S ，电容器、出线侧参数为200-600/5A，5P20/0.5/0.2S （5）母线电压互感器 母 线 电 压 互 感 器 选 用 树 脂 浇 注 绝 缘 电 压 互 感 器 ， 参 数 为10/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3kV1.7 导体选择1）各级电压设备引线按回路最大工作电流选择导体截面，按发热条件校验； 2）10kV 出线按送出经济负荷为5.25MVA 考虑 表 3.2-2 导体选择结果表电压回路名称回路工作电流（ A）导体型号载流量（A）导体截面控制条件（环境温度25℃）10kV 母线549.87 开关柜厂家提供2500 按长期允许7 电压回路名称回路工作电流（ A）导体型号载流量（A）导体截面控制条件（环境温度25℃）电流控制主变进线（柜内）549.87 开关柜厂家提供2500 按长期允许电流控制主变进线（引线）549.87 YJV22-8.7/15-3×400 1331 电容器110.19 YJV22-8.7/15-3×120 330 按长期允许电流控制出线≤300 YJV22-8.7/15-3×240 375 按长期允许电流控制1.8 布置简介根据电气主接线，根据站址地形、地理位置、各级电压出线方向等条件，确定各 级电压配电装置的型式，综合选择国家电网公司输变电工程典型设计35kV 变电站分 册（2006年版） A－3 方案。
35kV 配电装置为主外软母线布置、10kV 配电装置及所用电布置现10kV 配电室 内，呈“ L” 形布置，长为 22m，宽为 15.2m 电容器布置在原户内电容器室旁 站用变布置 10kV 配电室站变柜内以上介绍详见《电气总平面布置图》1.9 绝缘配合及过电压保护本次改扩建工程均在站址内原有位置进行, 未超出避雷针保护范围 , 本次工程无防直击雷设计内容. 为防止感应过电压和操作过电压, 在本次更换的10kV 母线PT柜、电容器柜、#2 电容器处装设氧化锌避雷器变电站已有接地网，本次不作改造10kV 避雷器除与主地网相连外， 还应与新设置的集中接地装置相连；本次工程更换的设备支构架、基础及外壳应与主地网可靠连接1.10 站用电、照明系统及检修电源本次设计更换原10kV 站用变 1 台，新增 10kV 干式站用变18 台，容量2×50kVA，分别安装在10kVⅠ、Ⅱ段母线上的站用变开关柜内站用变0.4kV 侧接至控制室站用电源屏照明系统及检修电源本次无设计内容第三部分电气二次部分2.1 二次设备现状1）控制、保护及测控部分变电站 1996 年投运，现有保护为南京恒星微机保护测控装置，配置操作箱。
主变保护、35kV 线路保护及10kV 保护均分散安装于相应开关柜上远动系统采用南京恒星生产的PM2050B 型 RTU设备2）电度表及电能量采集装置电能量采集装置为积成电子公司生产的IES-LM10T 型产品，电能表采用漳州科能产品，所有电度表均接入电能量采集装置3）微机“五防系统”变电站配有珠海优特公司微机“五防”装置一套4)直流电源系统该站配有 1996 年生产的 PZQ-3/612K 型直流系统1 套运行情况良好5）站用电源系统该站配有 1985 年生产的 GKA-12站用电源系统1 套该柜当时按单电源进线设计，无双电源自投装置，不符合重庆市电力公司生技部 [2010]38号文件《关于开展变电站直流及站用电“三9 查一制定”工作和落实反事故措施的通知》规定，且柜内部分元件已坏，元件厂家早已停产，无法购买备品备件，因此不能满足现代电网的安全稳定运行要求2.2 设计范围及内容2.2.1二次系统设计原则1)全站按微机综合自动化无人值班变电站模式进行设计2)微机监控装置设计为“四遥”功能, 与所属供电公司调度端接口， 实现地区性操作中心远方对变电站的监控操作为方便运行、检修、调试，配置有后台机作为就地监控操作。
3）全站二次系统按变电站最终规模设计，按本期规模订货，监控系统等一次性订货完成主控制室本期共需安装11 面屏，其中直流电源屏（利旧）2 面、主变保护测控屏2 面、远动通信及公共测控屏1 面、站用屏2 面（利旧桂南更换设备） 、公共辅助屏 1 面（ 35kV 线路及 10kV 分段保护测控） 、电压并列及备自投屏 1 面、低周减载屏1 面、计量屏1 面2.2.2本期工程设计内容新增监控后台系统1 套，包括新增 1 套后台机及其软件，安。